《天然气工业》2013年33卷2期
责任编辑：hylng 浏览：3110次 时间： 2013-05-30 23:20:36
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摘要:本期视点 1 宋晓丹，孔令峰，洪保民，孙万军，李华启 我国煤层气产业发展政策现状分析与发展建议 “十一五”以来，国家相继出台了一系列煤层气（煤矿瓦斯）产业发展扶持政策，涉及价格、税收、财政补贴、资源管理、对外合作等方面，有力推动了中国煤层气产业的..
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本期视点 1 宋晓丹，孔令峰，洪保民，孙万军，李华启 我国煤层气产业发展政策现状分析与发展建议 “十一五”以来，国家相继出台了一系列煤层气（煤矿瓦斯）产业发展扶持政策，涉及价格、税收、财政补贴、资源管理、对外合作等方面，有力推动了中国煤层气产业的顺利起步；但受制于资源品位低、投资强度大、市场欠发育等因素，煤层气产业目前的发展速度仍落后于国家规划的目标。为了破解制约煤层气产业发展的难题，加快煤层气产业发展，对现行主要政策进行了解读，并对执行情况和效果进行了分析。结果认为：推行上述政策后，促进了煤层气地面开发的快速起步、基本解决了矿权重叠和侵权问题、煤层气合作开发逐步展开。进而结合我国煤层气地面抽采典型项目的效益评价实践，从贯彻落实国家煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划的角度，在现行扶持政策的基础上，提出了新时期加快煤层气产业发展的政策建议：价格补贴翻番、勘探开发资金支持、增值税“即征即返”、简化项目审批程序、降低项目基准收益率标准等。 2013 Vol. 33 (2): 1-6 [摘要] ( 412 ) [HTML KB] [PDF 283KB] CEB (180 KB)( 258 ) 地质勘探 7 周家雄，刘薇薇，马光克，王立锋，刘兵 高温高压储层的精细地震属性预测技术——以莺歌海盆地为例 在莺歌海盆地，随着勘探走向中深层和高温高压领域，利用地震资料进行常规的亮点、AVO、叠前反演等对储层预测、含气性检测出现了精度大幅降低或失灵的情况。为了研究高温高压地层的地震响应特征，有效地解决盆地内高温高压储层的预测和含气性检测问题，通过多砂体精细属性分析，总结了影响本区地震响应的６大主要因素，分别是浅层气及泥底辟、泥岩盖层、砂体耦合、储层厚度、储层物性和储层的含气饱和度。研究中采用了岩石物理分析、地震正演、精细建模的叠前叠后反演等技术，并在此基础上开展了对各种地震信息的分析，然后将各种影响因素一一剥离，以达到去伪存真的目的，最后得到不同条件下地震属性异常所代表的储层厚度、物性及含气性等数据，实现了地震信息与气藏信息的有效对应，达到了预测储层及其含气性的目的。实钻结果表明，利用地震信息剥离技术开展的中深层高温、高压储层预测和含气性检测的精度较高，取得了良好的勘探效果。 2013 Vol. 33 (2): 7-11 [摘要] ( 367 ) [HTML KB] [PDF 2761KB] CEB (511 KB)( 128 ) 12 杨敏芳，孙斌，孙粉锦，陈刚，杨三强 潮水盆地煤层气储层特征及勘探潜力 为查明河西走廊北部潮水盆地煤层气富集规律及成藏主控因素，从煤层分布特征、煤岩煤质特征、煤岩演化程度、煤层等温吸附特征等方面，分析了该区煤层气的储层特征。结果表明：潮水盆地煤岩演化程度低，处于低煤阶褐煤—气煤演化阶段；煤层兰氏压力高（5.95~6.90 MPa），利于煤层气的解吸。通过进一步的现场解吸实验，测试了该区A1、A3井煤层的含气量（分别为0.25、0.56 m3/t），并从生气条件、保存条件两个方面分析得出导致其煤层含气量低的主要原因为：①盆地发育拉张性正断层，成为煤层气逸散的通道；②盆地西部缺少区域性盖层，直接盖层为砂岩，导致煤层气散失；③缺少生物气的补充。最后，综合评价了各构造单元的勘探潜力，认为红柳园坳陷生物气特征明显且顶板盖层封盖性好，可作为该区下一步煤层气勘探的靶区。 2013 Vol. 33 (2): 12-16 [摘要] ( 335 ) [HTML KB] [PDF 3130KB] CEB (583 KB)( 146 ) 17 冯阵东，程秀申，王生朗，张继标，李建国 鲁西地区上古生界煤系烃源岩生烃潜力 鲁西地区上古生界煤系烃源岩发育，为落实其煤成气的勘探潜力，通过野外剖面细测和钻井资料分析等手段，确定了该区烃源岩的类型和分布特征为：上古生界烃源岩主要由煤层、碳质泥岩、暗色泥岩组成，绝大部分地区烃源岩的有机质类型为腐殖型；煤层主要分布于石炭系太原组和二叠系山西组，具有层数多、单层厚度薄的特点。根据有机质丰度、干酪根组分等指标，结合构造演化史将各凹陷烃源岩的生烃演化过程划分为3种类型，在此基础上，评价了各凹陷烃源岩的生烃能力。结论认为：①济宁、巨野凹陷烃源岩为印支期一次生烃型，汶上凹陷烃源岩为印支—喜马拉雅山期二次生烃型，这两种类型烃源岩的热演化程度不高，对该区煤成气成藏贡献较小；②黄口、成武、鱼台凹陷烃源岩为印支—燕山期、喜马拉雅山期二次生烃型，烃源岩在古近纪大面积成熟，生烃潜力最大（鲁西地区喜马拉雅山期生成煤成气资源量为970.81×108 m3，其中黄口、成武、鱼台3个凹陷占据总资源量的93.6%），为最有利的勘探目标区。 2013 Vol. 33 (2): 17-21 [摘要] ( 354 ) [HTML KB] [PDF 1628KB] CEB (295 KB)( 82 ) 22 李勇，汤达祯，许浩，孟艳军，曲英杰 河东煤田北部典型砂岩体沉积演化特征 河东煤田北部是鄂尔多斯盆地煤层气和致密砂岩气勘探开发的重点地区，为理清含煤地层中砂岩体的发育情况和天然气成藏潜力，基于区域地层对比、层序地层划分、沉积相等分析，结合前人的研究成果，对石炭—二叠系太原组的晋祠砂岩、桥头砂岩和北岔沟砂岩3套典型砂岩体的空间展布特征进行了精细刻画，探讨了砂岩体沉积演化过程，建立了砂岩体沉积模式。最终获得以下认识：①3套砂岩体垂向厚度大，具正粒序旋回，古流向由北向南，波及范围渐次增大；晋祠砂岩、桥头砂岩由太原期海退时低弯度曲流河沉积形成，属陆表海背景下快速侵入的河流相沉积，北岔沟砂岩为山西期陆相河流沉积，形成的砂岩体分布区域更大。②该区地势在晋祠砂岩和桥头砂岩沉积时期由北高南低，过渡为南高北低，又过渡为北高南低，构造隆升和沉降幅度反复变化；海侵期间形成的泥炭沼泽在全区发育，形成覆盖全区的煤层，具一定的填平补齐作用。③3套砂岩体与煤层相互叠置，地层中泥岩和石灰岩广泛发育，为致密砂岩气成藏提供了良好的生储盖条件，使得该区具备良好的天然气勘探潜力。 2013 Vol. 33 (2): 22-27 [摘要] ( 360 ) [HTML KB] [PDF 1772KB] CEB (314 KB)( 94 ) 28 孙文卿，冉茂云，熊建龙，张军，赵文峰，刘文辉 突变理论在煤层气储层评价中的应用——以准噶尔盆地砂沟井田为例 煤层气储层评价的方法较多，但将突变理论应用于该类储层的评价则少见。为此，在分析突变理论原理的基础上，综合考虑A（资源特征）、B（开采性能）、C（煤层特征）、D（构造特征）等因素，根据层次分析法原理，建立由目标层、准则层和指标层组成的煤层气储层评价多层次结构，确定了煤层气储层评价突变模型。其中指标层A1（含气量）、A2（资源丰度）、A3（含气饱和度）构成燕尾突变模型；B1（储层渗透率）、B2（储层压力）、B3（顶板孔隙度）、B4（底板孔隙度）构成蝴蝶突变模型；C1（煤层厚度）、C2（煤级）、C3（灰分）构成燕尾突变模型；D1（构造特征）、D2（水文特征）构成尖点突变模型；准则层A、B、C、D构成蝴蝶突变模型。运用突变理论对新疆准噶尔盆地南部煤田砂沟井田煤层气储层进行了评价，得出砂沟井田煤层气储层中下侏罗统八道湾组（J1b）第5号煤层最有利，然后依次为第6、8、9、19号煤层。突变理论模型与模糊综合评判结果一致，该方法减少了以往评价模型中人为主观因素，评价方法更简单，评价结果更可靠，为煤层气储层评价提供了一条新途径。 2013 Vol. 33 (2): 28-31 [摘要] ( 360 ) [HTML KB] [PDF 801KB] CEB (165 KB)( 110 ) 开发工程 32 张振文，任涛，牛斌，许飞，吕玉海 固体消泡剂在鄂尔多斯盆地靖边气田的试验与效果评价 随着靖边气田的持续开发，泡沫排水采气工艺已成为保障气田产水气井连续稳定生产的有效措施，消泡问题则是关键难题。为此，在分析气田泡排现状、现有消泡工艺优缺点的基础上，研制出了一种固体消泡剂，并在多口气井开展了现场试验。结果表明：装置运行稳定，能够满足产水量小于5 m3/d气井的消泡需要，加装药剂周期可为10～14 ｄ，每次加注２根；破泡时间小于30 s，抑泡高度小于300 mL；固体消泡装置安装在采气树管组至集气站间采气管线上的地面装置内，消泡距离长，相比液体消泡工艺更为简便、快捷；固体消泡工艺的消泡成本只占液体消泡成本的一半，是一种低成本高效率的消泡工艺。这也扩大了泡沫助排工艺技术的应用范围，为气田中后期产水气井合理开发提供了技术支撑。 2013 Vol. 33 (2): 32-36 [摘要] ( 345 ) [HTML KB] [PDF 988KB] CEB (222 KB)( 118 ) 37 王心敏，贾浩民，宁梅，任发俊，高岗 靖边气田同站高压井气举排水采气工艺流程改造效果分析 随着鄂尔多斯盆地靖边气田的不断开发，低压弱喷产水气井逐渐增多，部分产水气井需要采取助排措施。针对气田产水现状及其站场多井高压集气、多井集中注醇的工艺特点，借鉴天然气连续循环气举技术成功应用的经验，开展了同站高压井气举排水采气工艺技术试验：从同一集气站高低压气井并存、高低压井井口相距较远的现状出发，对站内流程进行改造，并加设一段高压管线，将高压井的高压气引入低压弱喷产水气井的油套环空，且连续注入，实现连续气举排水采气。多口气井的现场试验表明：工艺流程改造简单、现场实际操作应用方便，相比井口压缩机气举更加经济，当气举气量大于0.5×104 m3/d时，就能够基本满足同站高压井气举排水采气工艺要求，气举气量大于1×104 m3/d时，气举效果良好，有效地提高了低压弱喷气井的利用率和开井时率，维持了弱喷气井的平稳生产。 2013 Vol. 33 (2): 37-42 [摘要] ( 355 ) [HTML KB] [PDF 1701KB] CEB (303 KB)( 95 ) 43 晏宁平，王旭，吕华，黄文科，黄刚 鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律 鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界气藏具有非均质性强的特点，随着开发程度的提高，气藏地层压力逐渐降低，不同区块的生产动态特征表现出明显的差异性。为了给气田的滚动开发和产能弥补提供参考依据，在气田的不同开发阶段选择了有代表性的2个高渗透区块和1个低渗透区块开展了气井定压生产试验。通过Arps产量递减分析方法，对于井口压力为13 MPa、6 MPa和3 MPa的生产条件下的试验数据进行了分析，揭示了该气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律：高渗透区块在高压和低压条件下的产量递减均符合指数递减类型，且随着井口压力的降低，产量递减率趋缓；低渗透区块的产量递减符合双曲递减类型；同时高、低渗透区块的产量递减率又表现出一定的共性，在采气速度一定的条件下，产量递减率与井口压力呈正比，与动用地质储量、泄流半径和储层能量补给速度呈反比。 2013 Vol. 33 (2): 43-47 [摘要] ( 340 ) [HTML KB] [PDF 1685KB] CEB (237 KB)( 125 ) 48 李乐忠，李相 储层应力敏感实验评价方法的误差分析 目前国内外对低渗透储层岩石渗透率应力敏感性的评价方法主要是以岩心实验为主，而实验条件与实际地层条件有较大的差别。为此，运用岩石力学理论对储层上覆岩层进行力学分析，建立了储层开发过程中上覆岩石压力的计算方法，提出了储层上覆岩石压力修正系数。研究结果表明：目前关于储层上覆岩石压力的计算方法是按照流体力学的传压方式，适用于研究对象是流体或者研究区域无穷大，而实际储层之上的地层均为具有抗弯、抗剪能力的岩石，具有相互的约束力，并且气井在生产过程中压降漏斗是有限的，即上覆岩石压力是作用在限压力降区域，故而上覆岩石压力的计算公式存在较大误差，从而导致应力敏感评价误差较大；所提出的修正系数表示储层上覆岩层本身所具有的抗弯及抗剪强度，并对储层多孔介质的有效应力进行了修正；现行的实验过程中，岩石围压始终保持在一个恒定值并压在岩心上，这与实际地层情况不符，实验结果在一定程度上夸大了应力敏感的影响。 2013 Vol. 33 (2): 48-51 [摘要] ( 323 ) [HTML KB] [PDF 1692KB] CEB (396 KB)( 91 ) 52 刁素，栗铁峰，勾宗武，朱礼平 四川盆地什邡气田浅层砂岩储层改造的难点及对策 四川盆地什邡气田浅层砂岩储层加砂压裂施工压力异常、压后增产效果较差，剖析其原因主要是：水锁伤害严重，多裂缝等近井效应明显，主缝延伸困难，压裂液效率低，有效缝长较短。针对上述问题，提出以下对策：优化压裂液配方，提高润湿接触角，降低毛细管力，同时采取针对性的工艺措施：小排量起裂，较早的支撑剂段塞技术，中—低排量控制缝高延伸，配合纤维网络携砂改善支撑剂沉降剖面和液氮助排等高效返排工艺。试验井的应用结果表明：前置液阶段初期支撑剂段塞入地后监测压力变得平稳，15 h返排率64.4%，最终返排率72.5%，压后井口油套压6.7 MPa下测试产气量为8.4×104 m3/d，增产效果显著。该技术措施在多口井推广应用，增产效果较工艺改进前有较大幅度的提高，可为类似气藏的开发提供技术支持。 2013 Vol. 33 (2): 52-55 [摘要] ( 347 ) [HTML KB] [PDF 1135KB] CEB (223 KB)( 105 ) 钻井工程 56 赵国山，管志川，王伟，都振川，黄明泉 钻柱结构差异对声传性能的影响 深入研究声波在钻柱信道中传播性能，对于声传输系统的研发具有重要意义。首先借助瞬态分析方法对管柱的频域特性以及声波在管柱中的传播特性进行了分析，然后利用复杂钻柱结构的声传播特性分析模型，采用传递矩阵法分析了不同钻柱结构的声传性能，最后依据钻柱动力学和波动理论对耦合钻井液因素的影响进行了研究。结果表明，钻柱的几何结构对于其频域特性有着显著影响，结构差异对于信道的频带结构和通频带分布有着较为显著的影响，钻柱中各部分的尺寸差异会使通频带变宽，声波透射幅值下降。依据钻柱中结构各部分声阻抗大小，采用合理的排序方式，可以增强通频带的稳定性。通过对通频带变化规律和钻井噪声频率范围的分析，确定出了钻柱作为声传信道的声波通信载波基本选频范围为400~1 000 Hz的通带。 2013 Vol. 33 (2): 56-60 [摘要] ( 283 ) [HTML KB] [PDF 1710KB] CEB (262 KB)( 86 ) 61 袁光杰，杨长来，王斌，夏焱，班凡生，庄晓谦 国内地下储气库钻完井技术现状分析 国内已投入运行的储气库暴露出了环空带压问题，严重地影响了储气库安全平稳运行。为此，详细介绍了国外储气库建设在注采井寿命、钻井方式及井型、井身结构、钻进工艺、固井、完井、老井封堵和注采等方面采用的最新理念和技术。针对国内在建和拟建地下储气库的基本情况，着重分析了环空带压、井身结构、钻井施工、固井、老井处理、关键工具和装备以及规范和标准等方面存在的主要问题。结果认为：①国内储气库建设各方逐渐接受了储气层采用大尺寸井眼且储层专打的井身结构理念；②钻井应以提高固井质量为核心，把套管丝扣气密封检测、弹性水泥浆、IBC测井等先进技术应用于技术套管和生产套管固井；③要高度重视地下储气库注采井和老井的井筒完整性管理。最后指出应建立适合国内地质特点的储气库钻完井工程设计和施工技术规范；需专项研究低压储气库钻井防漏堵漏和储层保护等技术并研制油套管氦气气密封检测等装备与工具。 2013 Vol. 33 (2): 61-64 [摘要] ( 292 ) [HTML KB] [PDF 246KB] CEB (140 KB)( 150 ) 65 唐波，唐志军，耿应春，唐洪林 国内低渗透油气田高效开发钻完井关键技术发展现状 在我国剩余石油储量、探明天然气地质储量中，低渗透油气资源已成为主要勘探开发对象，高效钻完井成为最大限度获得经济效益的关键。为此，国内经过技术攻关试验，在钻完井关键技术方面取得了重要进展，形成了以下技术方法：①低渗透油气藏复杂结构井适应性评价方法、复杂结构井优化设计及产能评价技术和井身结构与井眼轨迹优化设计技术；②以五级分支井、径向钻孔、鱼骨状分支井等技术为核心的提高泄流面积钻井技术已进入现场应用阶段；③研制的以新型防水锁无黏土钻井液、防漏堵漏钻井液、新型生物完井液等为核心的钻完井液取得明显储层效果。但以提高完善程度为目的的水平井分段完井技术受制于完井装置、产品、工具缺乏，整体水平与国外相比尚有一定差距，目前仅形成了“免钻塞筛管顶部注水泥技术、水平井酸洗胀封一体化技术”水平井筛管分段完井核心技术。 2013 Vol. 33 (2): 65-70 [摘要] ( 317 ) [HTML KB] [PDF 288KB] CEB (179 KB)( 116 ) 71 杨川，陈平，夏宏泉，韩雄，马天寿 随钻地层压力测量仪研究新进展 随钻地层压力测量仪是保证井下作业安全的重要仪器。为此，调研了国内外典型随钻地层压力测量仪的结构原理以及应用情况，重点介绍了国内2种自主研制产品已取得的重要进展：①西南石油大学和中海石油研究中心共同研制的随钻地层压力测量系统的样机，室内模拟实验表明，该仪器最高耐压70 MPa，适用温度0~125 ℃，工作钻压0~250 kN，扭矩0~10 kN·m；②中国石油大庆钻探工程公司研制成的SDC-Ⅰ型随钻地层压力测试器，现场测试结果表明：该测试器设计合理，可靠性高，压力测量精度达到0.1%，温度测量精度达到±0.5 ℃，井下供电功率达到160 W，实现了随钻数据上传和井下存储功能，地面可随钻获取井下准确的环空压力、温度、地层压力和地层流度，已初步具备商业化应用的条件。但与国外同类产品相比，国内研制的产品在技术指标上还有一定差距：产品规格少，局限在Φ215.9 mm井眼中使用；仅适用最高耐压70 MPa，温度小于125 ℃的中深井井下环境。最后建议：国内应加大现场试验验证，加强合作交流，以便尽快商业化应用。 2013 Vol. 33 (2): 71-75 [摘要] ( 297 ) [HTML KB] [PDF 1311KB] CEB (367 KB)( 117 ) 76 单代伟，李奔，田雨，文涛 CTR120/300复合连续油管钻机研制与试验 连续油管钻井技术是20世纪90年代从北美地区迅速发展起来的一项高效、低成本、安全环保的钻井技术。四川宏华石油设备有限公司成功研发了国内首台复合连续油管钻机，名义钻井深度（Φ114.3 mm钻杆）2 000 m。钻机的主要设备由移动运输性好的3台拖挂单元组成：连续油管井架底座拖挂单元、连续油管滚筒拖挂单元和机械手拖挂单元。该钻机将连续油管装置和带动力水龙头的常规钻井装置集成在一起，既能进行常规钻杆钻井，又能进行连续油管钻井。钻机配备的全套自动化管子处理装置、轻便铁钻工、自动液压卡瓦等机具，极大地减少了钻台面的作业量，降低了劳动强度。钻井试验结果表明，CTR 120/300复合连续油管钻机总体性能符合设计要求，与常规钻井相比具有起下钻速度快、机械钻速高、钻井液连续循环等优点，但还需要进一步加强井下工具和钻井工艺的研究，以加快其在国内的推广应用和发展 2013 Vol. 33 (2): 76-80 [摘要] ( 294 ) [HTML KB] [PDF 1548KB] CEB (382 KB)( 92 ) 集输与加工 81 周淑慧，沈鑫，刘晓娟，李广，杨义 LNG在我国内河水运领域的应用探讨 发展LNG动力船舶对于我国内河航运的节能减排具有十分重要的意义。为此，在对我国水运行业发展趋势、燃料消费情况及需求潜力分析预测的基础上，结合对LNG资源供应价格、LNG替代燃油的经济性及水运气代油发展进程的分析判断，对LNG在内河水运领域的应用前景进行了分析。结论认为：①LNG替代船用燃料油没有竞争力，而替代柴油则具有较好的经济性；②未来我国LNG资源供应可以满足水运气代油的需求，船上供应价格也在航运企业承受范围之内；③从技术经济角度考虑，内河和沿海船舶气化应当首选货运船，其次是工程船，渔船由于吨位小、年行驶时间短且享受政府燃油补贴，一般不适合改造；④鉴于LNG动力船舶在法规、技术、LNG水上供应等方面仍有许多问题待解决，总体看水运气代油市场需要经过2～3年的试验示范期、2～3年的启动期，然后才能进入规模发展期；⑤考虑替代的可能性及市场培育过程，预测2015年较为现实的水运气代油最大市场需求量约为6×108 m3，2020年则接近40×108 m3。最后建议政府主管部门及相关企业统筹规划，合理把握项目推进的节奏。 2013 Vol. 33 (2): 81-89 [摘要] ( 315 ) [HTML KB] [PDF 682KB] CEB (269 KB)( 145 ) 90 孙慧慧，王天友，张海岩 高压缩比稀薄燃烧天然气发动机的燃烧与排放特性 在稀薄燃烧技术的基础上，提高压缩比可以深入发掘稀薄燃烧天然气发动机的潜能，进一步改善天然气发动机的热效率。为此，在一台进气道喷射天然气发动机上，研究了过量空气系数以及压缩比对发动机燃烧和排放特性的影响。在压缩比分别为10和12的情况下，调整过量空气系数变化范围为1.0～1.4。试验结果表明：随着过量空气系数的增加，最高燃烧压力、最大压力升高率与缸内最高燃烧温度均先升高后下降，气耗率先下降后升高，平均指示压力的循环变动最高不超过8%，CO排放量大幅降低，HC排放量先降低后升高，NOx排放量先略微升高后大幅降低。提高压缩比后，发动机热负荷增加，气耗率降低，平均指示压力的循环变动系数升高，CO排放量降低，HC排放量升高，NOx排放量变化不明显。 2013 Vol. 33 (2): 90-94 [摘要] ( 305 ) [HTML KB] [PDF 3400KB] CEB (325 KB)( 106 ) 95 梁政，李双双，田家林，朱小华，梅庆刚，张力文 CNG压缩机节能技术与试验分析 压缩机是CNG加气站的主要耗能单元，但目前我国CNG技术起步较晚、研究不够深入，导致CNG加气站工艺流程不尽合理、CNG压缩机整体性能不够优良，系统运行能耗高、效率低。为此，针对CNG压缩机效率低、能耗高的问题，开展了压缩机能耗影响关键参数分析和节能技术研究。结合CNG压缩机工艺提出了对压缩缸级间回气进行冷却、分离的节能技术改造方案，完成了L-12/5-250型CNG压缩机第二、四级级间回气管线加装冷却器的节能技术改造，并进行了系统的现场能耗测试。在不改变冷却系统和CNG压缩机系统其他设备及参数的条件下，对比测试了原料气进气压力分别为0.35、0.38、0.40 MPa时关闭和开启第二、四级级间冷却器工况下压缩机的运行参数和能耗数据，得到对应节能比分别为3.87%、4.04%、3.96%，节能效果良好，验证了该节能改造技术的可行性。 2013 Vol. 33 (2): 95-98 [摘要] ( 319 ) [HTML KB] [PDF 1076KB] CEB (232 KB)( 112 ) 99 解永刚，张昆，魏超，毛先荣，徐龙，王娜 天然气处理厂丙烷制冷系统节能改造 针对中国石油长庆油田公司榆林天然气处理厂丙烷压缩循环制冷系统高能耗、低能效的运行现状，为有效提高运行效率、降低能耗，在确保不影响压缩机性能和天然气处理量的前提下，利用HYSYS软件对处理天然气所需的制冷量进行了模拟核算，确定了压缩机的实际制冷功率，通过降低转速提高电机负载率来实施节能改造。节能改造实施后，对制冷系统的能效、工艺运行参数及节能情况等进行了综合分析评价，结果显示：①COP值增大，压缩机平均效率提升35%～40%，工艺运行参数完全满足生产要求，整个丙烷制冷系统运行更加协调，制冷系统年可节电约200×104 kW·h；②稳定负荷状态下，由于压缩机的转速降低，其运行噪声明显降低，工作环境明显改善；③由于电机启动条件改善，压缩机转速降低，轴承振动、磨损减小，保养间隔将适当延长。 2013 Vol. 33 (2): 99-104 [摘要] ( 307 ) [HTML KB] [PDF 1044KB] CEB (242 KB)( 99 ) 安全与管理 105 刘毅军 中国天然气产业链“十二五”整体规划透视 中国近期陆续发布了由天然气产业链“十二五”系列规划构成的产业链整体规划，整个产业链“十二五”期间的发展蓝图已清晰可见。整体规划的背景主要基于：需要应对国内外减排双重压力、国内经济发展水平迈上新台阶、产业链可持续发展面临一系列挑战等。整体规划的亮点体现在：①天然气总规划供应能力对规划消费量有保障，从资源量到消费量逐级留有余地，增加供气保障能力，非常规天然气资源开发和开发能力储备为“十二五”以后建立资源保障序列；②以天然气基础设施为重点，扩大用气地区，增加对用气区的输气能力，以多种手段拓展天然气利用，强化产业链各环节的有效衔接；③开展多种形式的探索，推动产业链向竞争性结构演变。整体规划尚有的缺失为：①能源管理体制难以适应发展的需要，整体规划受到分割，关键制度的变迁没有时间表和路线图，顶层制度设计不够；②天然气产业链结构发展目标不明，对未来走向判断困难，如对生产商的上、中、下游一体化如何规范等没有明确意见。 2013 Vol. 33 (2): 105-109 [摘要] ( 277 ) [HTML KB] [PDF 867KB] CEB (193 KB)( 176 ) 110 胡奥林 新版《天然气利用政策》解读 根据近年来中国天然气供需形势和市场的发展变化，国家发展和改革委员会于2012年10月14日发布了新的《天然气利用政策》（以下简称新《政策》）。新《政策》在原本原则和政策目标、天然气利用领域和顺序、保障措施等方面作了大幅度调整修改和重新界定，并制定了适用规定。为此，深入分析了新《政策》的出台动因、政策要点与目的、传递出的信号等。结果表明，新《政策》将促进天然气高效利用项目的大规模推广应用，大幅度地提升城镇天然气的气化率，推动天然气发电项目的建设，限制低效天然气化工项目的发展，加快天然气价格机制改革的进程，逐步建立起天然气交易市场。结论认为，新《政策》从优化资源配置、提高利用效率和节能减排的目标出发，明确了中国天然气的利用方向、利用领域、利用顺序和保障措施，对引导今后一定时期内中国天然气科学、合理地消费利用及促进天然气市场健康、可持续发展都具有重要作用。 2013 Vol. 33 (2): 110-114 [摘要] ( 328 ) [HTML KB] [PDF 259KB] CEB (160 KB)( 122 ) 115 尚万宁，乔玉龙，闫昭，仵海龙，韩军平 鄂尔多斯盆地靖边气田气井油管腐蚀规律与防腐对策 鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产，天然气中携带H2S（平均691 mg/m3）、CO2（5%）等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为了掌握靖边气田气井油管腐蚀规律，利用多臂井径检测仪MIT、磁检测仪MTT、电磁探伤测井仪MIDK等仪器组合采取绳索作业方式，对60余口气井油管开展了不动管柱腐蚀检测作业，结合气井产水量、产水矿化度、氯离子、H2S和CO2含量等因素进行综合分析。结果表明：产水气井较其他气井的油管腐蚀更为严重，产水量越大、产水矿化度越高腐蚀就越严重，严重腐蚀井段主要集中在油管中下部；在0～2 000 m油管腐蚀方式由外壁向内壁扩展，2 000 m以下油管腐蚀主要由内壁向外壁扩展。针对靖边气田高产水气井油管的腐蚀状况，从使用新型缓蚀剂和“内涂外喷”涂层防腐油管两方面改进了防护措施，油管腐蚀情况大为减轻，局部最大腐蚀速率由3.67 mm/a降至0.11 mm/a，确保了产水气井正常、安全生产。 2013 Vol. 33 (2): 115-120 [摘要] ( 322 ) [HTML KB] [PDF 1337KB] CEB (226 KB)( 69 ) 121 王振嘉，罗长斌，张强，裴廷刚，孙利明 集输管线腐蚀检测与安全性分析——以鄂尔多斯盆地靖边气田为例 鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产，天然气中携带H2S、CO2等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为确保集输管线的安全运行，近年来，利用外腐蚀检测技术、取样分析检测技术和智能漏磁内腐蚀检测技术对集输天然气管线开展了腐蚀检测作业。检测结果表明，该气田集气干线腐蚀速率为0.06～0.103 mm/a，集气支线腐蚀速率为0.08～0.127 mm/a，集输管线阴极保护效果及管道外防腐层质量较好，管道腐蚀较轻，均能通过安全评定，不影响管线的正常运行。同时，运用修正的B31G准则、Shell 92法、GB 50251、Newton-Raphson公式等安全性分析与评价方法对检测管线进行了安全性分析，结果表明，集气干线、支线最小失效压力分别为12.5 MPa、8.53 MPa，均高于管线的工作压力5.0 MPa，集输管线服役状态良好，运行安全。该检测与分析结果，为靖边气田集输管线的安全管理提供了保障。 2013 Vol. 33 (2): 121-127 [摘要] ( 295 ) [HTML KB] [PDF 2062KB] CEB (337 KB)( 86 ) 128 崔钺，兰惠清，何仁洋，白晓旭，黄辉 冲蚀作用下CO2分压对集输气管线内腐蚀的影响规律——以大庆油田徐深6集气站集输管线为例 我国部分油气田集输管线中CO2与水含量较高，同时由于提高输运流速，集输管道CO2腐蚀日趋严重，掌握流场诱导下CO2腐蚀速率的变化规律对腐蚀防护与定期检测具有重要意义。为此，以大庆油田徐深6集气站一集输天然气管线为分析对象，首先基于Norsok腐蚀模型预测CO2分压对其内腐蚀速率的影响，再应用计算流体动力学方法（CFD）对管道内流场进行分析，并结合现场的内腐蚀测厚数据，得出冲蚀作用下CO2分压对集输天然气管线内腐蚀的影响规律：集输天然气管线内，湍流作用在内流道剧烈变化区域（弯头、T形管处），湍动能升至最大75 m2/s2，对CO2局部腐蚀具有明显的促进作用；流体介质的流型与流速会对管道内壁的CO2均匀腐蚀产生较强促进作用；管道内壁在CO2分压重腐蚀区间内（0.02~0.20 MPa），CO2的腐蚀程度随CO2分压的增大呈线性加剧，随后其最大腐蚀速率保持在0.75 mm/a，并趋于平缓，而最小腐蚀速率保持在0.62 mm/a，稳中有升。研究结果可作为预测集输管线重点部位运行寿命的参考依据，使得管道腐蚀防护与定期检测更为精确省时。 2013 Vol. 33 (2): 128-132 [摘要] ( 292 ) [HTML KB] [PDF 1351KB] CEB (221 KB)( 78 ) |
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